火电灵活性改造专题报告：碳中和下，火电的变革-国海证券.pdf

国海证券研究所 评级推荐 维持 证券研究报告 2022年 08月 30日 电力 杨阳 分析师 钟琪 联系人 S0350521120005 S0350122020016 yangy08ghzq.com.cn zhongqghzq.com.cn 火电灵活性改造专题报告碳中和下，火电的变革 新型电力系统专题四 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 2 最近一年走势 相对沪深 300表现 表现 1M 3M 12M 电力 1.0 6.6 沪深 300 -2.3 1.2 相关报告 隆盛科技（ 300680） 2022中报点评 EGR短期承压，马达铁芯快速增长 （买入） *汽车零部件 *杨阳 2022-08-30 中国天楹（ 000035）点评报告环保业务盈利优化，静待首个重力储能 项目投产（买入） *环境治理 *杨阳 2022-08-30 中小盘中小市值研究摩卡激光雷达版发布有望率先实现 NOH，智能驾 驶持续受益（推荐） *中小盘 *杨阳 2022-08-29 申能股份（ 600642）点评报告在沪机组发电量下滑，风光高增提振业 绩（买入） *电力 *杨阳 2022-08-29 -0.0233 0.0146 0.0525 0.0905 0.1284 0.1664 电力 沪深 300 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 3 重点关注公司及盈利预测 重点公司代码 股票名称 2022/8/30 EPS PE 投资评级股价 2021 2022E 2023E 2021 2022E 2023E 600011.SH 华能国际 8.13 -0.79 0.19 0.62 - 42.79 13.11 买入 600795.SH 国电电力 4.41 -0.11 0.31 0.39 - 14.23 11.31 买入 600027.SH 华电国际 5.60 -0.61 0.40 0.47 - 14.00 11.91 买入 601991.SH 大唐发电 3.05 -0.58 0.12 0.16 - 25.42 19.06 买入 600021.SH 上海电力 10.12 -0.77 0.40 0.73 - 25.09 13.95 未评级 002534.SZ 西子洁能 20.10 0.58 1.02 1.44 34.66 19.64 13.98 未评级 688501.SH 青达环保 22.47 0.69 0.79 1.06 32.57 28.49 21.12 未评级 资料来源 Wind资讯，国海证券研究所（注未评级企业盈利预测来自 WIND一致预期） 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 4 核心观点 ◼ 引言 我国富煤少油缺气的资源禀赋决定了火电在电源结构中长期占据主导地位，但碳中和背景下，新能源高比例并网 ，火电出力被逐渐挤占，火电运营商能否保持合理收益率火电将何去何从本篇报告尝试从以下三方面解答该问题。 ◼ 火电未来的定位 从电源主体逐步转变为灵活性主体。 新能源出力具有明显的随机波动性，且向上 /向下调节能力有限。新能源大规模高 比例并网背景下，对电力系统灵活性要求不断提升。我们认为，随着 新能源渗透率的提升，煤电机组将从电源主体逐渐 转变为灵活性主体。而在新能源发展前期，煤电机组灵活性改造是提升电力系统灵活性的关键。 一方面，燃煤机组在我 国电源结构中长期占据主导地位， 2020年发电量占比达 61，灵活性资源体量庞大；另一方面，火电调峰技术成熟，相 较其他电源侧灵活性资源经济性优势明显。据 广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化 ，火电深度调峰度电成本仅 约为 0.05元 /千瓦时，据中电联理事会办公厅，火电灵活性改造成本中枢约 1000元 /千瓦。 ◼ 如何提升火电灵活性改造的动力 I. 火电灵活性改造本质是发电企业主动适应由电量主体向容量主体转变的过程，核心是收益模式从电能量服务向电能量服 务 辅助服务 容量服务等转变。通过复盘全球火电转型翘楚丹麦和德国的火电转型历程，我们发现 形成市场化的电力 体系是提升火电灵活性改造的核心驱动力 。 II. 以丹麦为例，丹麦电源结构早期以火电为主， 2000年火电发电量达 83，其中煤电 /气电占比分别达 46/24。目前丹麦 已形成相对成熟的电力市场机制， 所有类型电力运营商均平等的参与电力市场获得收益 。从火电来看， 2009年是丹麦 火电 灵活性改造需求爆发的转折点。 一是 2009-2015年新能源渗透率从 18.5快速攀升至 50.9，火电利用小时数进入快 速下降通道（降幅达 40）；二是 2009年起丹麦全面放开电力现货市场、引入负电价机制，边际出清价格机制下，倒逼 火电厂加大灵活性改造力度，转变收益模式。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 5 核心观点 ◼ 商业模式变革下，如何看待火电的收益率 I. 短期火电机组仍将作为电源主体，利用小时数或难进入下行通道。 通过复盘丹麦和德国的火电转型历程，我们发现 当 丹麦、德国风光发电量占比分别达到 20、 15左右时，火电利用小时数开始下行 。以能源转型前电源结构与我国更相 似的德国为例， 2014-2021年，德国新能源渗透率从 15.8提升至 28.9，煤机利用小时数从 5256h下降至 3664h。 2021年 我国风光发电量占比 11.7，煤机利用小时数 4586h，短期内火电作为重要的基荷能源，利用小时数或难进入下行通道 。 II. 中长期向灵活性主体转变后，火电机组或仍可取得可观收益。 参考 德国，其灵活性煤电机组在现货市场中均能取得 10以上的净利率 ，且机组在市场中运行的 灵活性 越高，收益率越高。 a 深度调峰模式下， 当 60万千瓦燃煤机组 年利用小时数约 4000h时 ，测算得机组在灵活性改造资金偿还期、无资金成本期 度电净利中枢分别为 0.028、 0.043元 /千瓦时，净利率分别为 6.0、 9.0。当 年利用小时数进一步下降至 3000h时 ，机组 在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为 0.023、 0.039元 /千瓦时，净利率分别为 4.4、 7.6。 b 灵活运行且启停调峰情境下 ， 60万千瓦燃煤机组在资金偿还期、无资金成本期度电净利中枢分别为 0.009、 0.029元 /千 瓦时，净利率分别为 2.1、 6.8。 ◼ 投资建议 行业方面， 我国仍处于新能源发展早期，短期内煤电利用小时数或难进入下行周期。收益率方面，我国新型 电力系统建设加快，相关收益机制逐渐明确，火电灵活性运行或能取得可观收益。维持行业“推荐”评级。 个股方面， 火 电灵活性改造标的建议关注西子洁能、青达环保、龙源技术；火电运营商建议关注业绩有望改善的华能国际、大唐发电 、国电电力、华电国际、上海电力、福能股份、中国电力、华润电力、申能股份、粤电力 A。 ◼ 风险提示 政策变动风险；灵活性改造推进不及预期；电力市场建设进度不及预期；新能源装机不及预期等；测算存在 主观性，仅供参考 ；我国与欧洲情况不具备完全可比性，相关数据仅供参考 。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 6 目录 1 新能源高比例并网催生煤电灵活性改造需求 7 1.1 新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求 . 8 1.2 煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键 . 11 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 14 1.4 “十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升 22 2 他山之石，丹麦和德国火电转型的启示 24 2.1 丹麦和德国是火电转型翘楚， 2021年新能源发电量占比全球领先 .25 2.2 新能源渗透率超过 20时，丹麦和德国火电利用小时数均呈下降趋势 28 2.3 完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力 29 2.4 明确收益机制 ， 挖掘电网侧 、 用户侧灵活性 34 2.5 电网跨境灵活互济充当 “ 储能电池 ” .35 3 商业模式变革下，如何看待火电的收益率 39 3.1 商业模式变革后，火电机组或仍能实现可观收益 40 3.2 煤电机组灵活性运行成本拆分 .43 3.3 深度调峰模式下煤电机组度电净利或达 0.023-0.028元 /千瓦时以上 44 3.4 启停调峰模式下煤电机组度电净利或达 0.009元 /千瓦时以上 .52 4 投资建议 57 5 风险提示 59 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 7 目录 一、新能源高比例并网催生煤电灵活性改造需求 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 8 资料来源 Ember，中国电力企业联合会， iFind，国家发改委，中国政府网，国海证券研究所 图表 2 2021年全国风光装机量占比达 26.7 1.1 新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求 ◼ “双碳”目标坚如磐石，能源转型路径清晰。 2020年 9月，习总书记提出“ 2030年碳达峰， 2060年碳中和”发展目标 ； 2021年 10月国务院下发 关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见 ，提出 2025/2030/2060 年国内非化石能源消费比重预计分别达到约 20、 25、 80以上。 ◼ 我国新能源渗透率有望继续快速提升 。 2021年 我国风光装机量达 635.0GW， CAGR 523.2，占全国电源装机量比 重提升 13.1pct至 26.7；发电量 9826亿千瓦时， CAGR 526.2，占全国发电量比重提升 6.6pct至 11.7。 图表 3 2021年全国风光发电量占比为 11.7图表 1 2020年我国煤电发电量占比 61 注规模以上企业装机量数据 注全国新能源电力企业发电量数据 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 9 ◼ 风电和光伏机组 发电具有明显的间歇性和波动性 ，且“向上”和“向下”调节能力有限。 新能源的大规模高比例并网 背景下，对电力系统灵活性要求提升。 ◼ 根据 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 ， 电力系统灵活性是指 为了保持电力供需动态平衡， 电力系统经济地调用各类灵活性资源以应对电源、 电网及负荷不确定性的能力。 图表 4 高比例可再生能源对电力系统灵活性要求提升（以德国为例） 图表 5 电力系统灵活性不足原理 1.1 新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求 资料来源 火力发电厂的灵活性 _Agora Energiewende , 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 ， 国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 10 ◼ 根据 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 ，其基于吉林省的用电负荷、电源情况、需求响应等其 他相关要素，模拟了吉林省电力系统在不同可再生能源渗透率 灵活性电源情形下的模拟运行结果，研究发现 随着电力 系统灵活性资源种类不断丰富，弃风率明显下降。 情景（可再生能源渗透率） 风电年发电量 （亿 KWh） 年弃风电量（亿 KWh） 风电发电量占比 弃风率 基准（ 18） 148.01 3.75 22.84 2.53 基准 煤电灵活性改造（ 18） 148.65 3.11 22.94 2.09 基准 气电调节（ 18） 150.33 1.44 23.19 0.96 高渗透率 煤电灵活性改造（ 40） 262.91 64.12 40.57 24.39 高渗透率 煤电灵活性改造 气电调节 （ 40） 267.31 59.71 41.25 22.34 高渗透率 多种灵活性资源 288.50 38.53 44.62 13.34 图表 6 以吉林省为例电力系统模拟结果 1.1 新能源高比例并网提升电力系统灵活性需求 资料来源 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 , 国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 11 1.2 煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键 ◼ 电力系统灵活性资源包括电源侧、电网侧、用户需求侧以及储能。 其中， 电源侧 灵活性资源种类多，且技术相对成熟，是 我国灵活性 资源建设现阶段重点发展方向。 资料来源 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 ,北极星电力网， 源网荷储协调展下我国电力系统灵活性资源展望 ，国海证券研究所 图表 7 电力系统灵活性资源分类 图表 9 电力系统灵活性资源优缺点 分类 优点 缺点 电源侧 灵活性资源种类多 ，火电调峰技术成熟， 气电、水电调峰性能出色，光热、地热 等资源能实现多能源协调互补 火电灵活性资源潜力挖掘不足；气电燃料 成本高；水电选址受限，调节能力不稳 电网侧 利用 空间分布特性 实现灵活性需求平移 灵活性资源种类少 ，技术要求高，目前实际输送新能源电量不及预期 用户侧 灵活性资源种类多，符合市场运行规律 受价格、激励机制、基础设施等条件约束 ，实现规模偏小，实现方式相对单一 储能 抽蓄技术成熟、可靠性高，保障新能源 消纳能力出色 除抽水蓄能外， 大容量储能技术尚不成熟，投资成本较高 图表 8国网能研院预测 2035年电源侧灵活性资源占比仍达 61 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 12 图表 11电源侧灵活性资源中，煤电深度调峰 度电成本最低 图表 10电源侧灵活性电源技术特征 电源种类 出力范围 机组爬坡速率 煤电 （灵活性改造前） 50-100 较慢 （常规 1-2/min） 燃气 0-100 较快（常规 20/min） 水电 0-100 最快（常规 50-100/min） 图表 12每增加 1万千瓦调节能力，煤电深 度调峰改造成本最低 资料来源 广东“十三五”电源调峰联合运行策略优化 , 储能的度电成本和里程成本分析 , 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 ，中电联理事会办公厅，国海证券研究所 1.2 煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键 ◼ 电源侧灵活性资源包括灵活性改造后的火电（主要为煤电和气电）、抽水蓄能以及电源侧储能。 其中，煤电机组是我 国新能源发展前期提升电力系统灵活性的关键。 I. 燃气发电 灵活性较高且资本支出较低，但 燃料成本较高 。 II. 煤电长期作为我国发电主体，灵活性资源体量庞大 。煤电机组通常不做调峰机组使用，频繁启停 /爬坡 /降出力对机组 寿命损耗较大，但煤电机组长期作为我国发电主体，在新能源渗透率快速提升背景下，可提供大规模的灵活性资源。 III. 燃煤机组是电源侧改造成本和度电成本最低的灵活性资源。 根据 储能的度电成本和里程成本分析 等，煤电灵活性 改造单位成本最低，且深度调峰度电成本仅约为 0.05元 /千瓦时，低于其他电源侧灵活性资源。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 13 图表 14 火电关键灵活性指标图示 指标 定义 对灵活性影响 缺点 局限性 最小负荷 发电厂在稳定运行 条件下可以提供 的 最低净功率 最小负荷越低，发电 容量范围越大，可以 避免昂贵的启停机 最小负荷下电厂 运行效率较低 负荷越低越难 保持稳定燃烧 启停时间 从电厂开机至达到 最小负荷的时长 启动时间越短，达到最小负荷的速度越快 对电厂部件造 成更大热应力， 缩短使用寿命 厚壁部件可以 承受的热梯度 爬坡速率 ΔP/Δt。发电厂在 运行期间改变其净 功率的速度 爬坡率越快，通过调 整净功率 满足电力需 求变化的速度 越快 厚壁部件 允许 的热应力和非 对称变形度 图表 13 火电灵活性主要指标定义 资料来源 火力发电厂的灵活性 _Agora Energiewende , 火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景 _潘尔生 ，国海证券研究所 ◼ 火电灵活性通常指火电机组的运行灵活性，其 主要目标是使火电机组充分、及时响应电力系统的波动性变化，最终提 高电力系统整体灵活性。 ◼ 火电灵活性主要指标包括 最小负荷、爬坡速率以及启停时间 ， 其中 降低最小 负荷以 增加现有机组调峰能力是目前主 要改造目标。 1.2 煤电灵活性改造是当前提升电力系统灵活性的关键 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 14 图表 15 火电灵活性 分类 图表 16 燃气 机组灵活性 更高 指标 单循环燃气轮机 联合循环燃气轮机 硬煤发电厂 褐煤发电厂 最小负荷 40-50 40-50 25-40 50-60 平均爬坡率 8-12 2-4 1.5-4 1-2 热启动时间 5-11分钟 60-90分钟 2.5-3小时 4-6小时 冷启动时间 5-11分钟 3-4小时 5-10小时 8-10小时 资料来源 火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景 _潘尔生 , 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 火力发电厂的灵活性 _Agora Energiewende ，国海证券研究所 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 ◼ 按运行模式 ，火电机组可分为纯凝机组与热电联产机组。其中， 热电联产机组 为确保持续提供热能，需要在一定负荷 下运行，即 “以热定电” ，导致其灵活性大幅降低。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 15 资料来源 电工技术学报 _郭通等 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 图表 17灵活性改造涉及子系统示意图 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 16 ◼ 纯凝机组灵活性改造目前主要是为了实现机组低负荷稳定运行， 主要解决机组在低负荷运行时火焰稳定性差、脱硝装置低 负荷投运等问题。 ◼ 当机组低负荷运行时，需要采取助燃措施以保障锅炉稳定燃烧 ，当前普遍采用等离子无油、微油点火技术等方式助燃。 ◼ 脱硝装置低负荷运行面临的最大问题是入口烟温低 ，解决措施包括省煤器烟气、水侧旁路、热水再循环、分隔省煤器等。 1.3.1 纯凝机组灵活性改造路线 资料来源 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 , 火电机组灵活性改造技术方案研究 _胡远庆 ， 火电机组灵活性运行技术综述与展望 _牟春华 ， 火力发电厂的灵活性 _Agora Energiewende ， Flexibility_Toolbox_for_Coal-fired_Power_Plants_CN ，国海证券研究所 技术路线 方案 最小负荷 启动时间 爬坡率 制粉系统改造 将双磨机运行转换 为单磨机运行 √ 磨煤机动态分离器 √ 稳燃技术 等离子、微油点火 √ √ 富氧燃烧 √ 风机改造 风机改造 √ √ √ 宽负荷脱销 省煤器旁路 √ 图表 19 纯凝机组 改造路线对灵活性指标影响图表 18 纯凝机组 改造路线 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 17 图表 20 等离子点火系统图 ◼ 等离子和微油点火技术成熟，具有无油点火及明显减少电站机组点火环境污染的优势。 ◼ 等离子系统复杂 ，其原理是利用直流电流在等离子载体空气中接触引弧，并在强磁场控制下获得稳定功率的直流空气等 离子体，然后再专门的燃烧筒中形成温度梯度极大的高温区，使煤粉颗粒在微秒内迅速破裂粉碎，从而迅速燃烧。 ◼ 气化微油点火系统相对简单且维护方便 ，其原理是微油气化油枪燃烧形成的高温火焰使进入一次室的浓相煤粉颗粒温度 急剧升高、破裂粉碎，并释放出大量的挥发分迅速着火燃烧，然后由已经着火燃烧的浓相煤粉在二次室内与稀相煤粉混 合并点燃稀相煤粉，实现煤粉的分级燃烧，燃烧能量逐级放大，达到点火并加速煤粉燃烧的目的。 1.3.1 纯凝机组灵活性改造路线 图表 21 气化微油点火技术原理图 资料来源 电站锅炉节油点火技术经济性比较研究 _梁俊毅等， 电站锅炉节油点火技术应用比较研究 _黄军等， 国海证券研究所 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 18 图表 22 微油点火期初投资低于等离子技术 （以 1000MW机组为例） ◼ 微油点火技术灵活性改造更具经济性 。 等离子点火 技术初期投资和运行维护成本较高， 在新建的火电机组中使用更佳 。 微油点火技术 对煤种适应性更好、煤粉燃尽度更高、建设工期短， 在老机组改造中优势明显 。 ◼ 富氧燃烧技术 能有效降低稳燃负荷，其经济性则很大程度取决于自购设备制氧或外购氧气，前者能显著降低运行成本。 1.3.1 纯凝机组灵活性改造路线 图表 23 高温富氧无油点火与等离子点火经济性对比 （以 300MW锅炉为例） 资料来源 浅谈大容量燃煤电厂节油点火系统选择 _于洪涛等， 电站锅炉节油点火技术经济性比较研究 _梁俊毅 ， 火电机组灵活性改造技术路线研究 _刘刚 ， 1000MW燃煤机组采用等离子点火 与微油点火方案选择对比分析 _文涛 ， 煤粉高温富氧无油点火技术及其经济性分析 _刘国伟 ，国海证券研究所 等离子点火 高温富氧无油点火 （设备制氧） 高温富氧无油点火 （外购氧气） 点火装置成本 （万元） 120 20 20 制氧设备成本 （万元） 0 120 0 购氧成本 （元 /Nm） 0 0 0.12 制氧成本 （元 /Nm） 0 0.12 0 加热成本 （元 /Nm） 0 0.128 0.128 合计运行成本 （元 /次） 1000 248 1328 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 19 图表 24脱硝装置低负荷投运改造路线特征对比 （以 300MW锅炉为例） ◼ 脱硝装置低负荷投运 面临的最大问题是入口烟温低，且灵活性改造会在不同程度上降低锅炉效率。 从改造经济性、施 工周期、对机组灵活性水平的提升三个方面来看 ， 省煤器烟气旁路相对更好 ，以 300MW锅炉为例，其改造费用仅需 400万元，且可提高烟温 30℃ ，处于中上游水平。 1.3.1 纯凝机组灵活性改造路线 图表 25 脱硝装置低负荷投运改造路线成本对比 （以 300MW锅炉为例） 资料来源 火电机组灵活性改造技术方案研究 _胡远庆 , 火电机组灵活性改造技术路线研究 _刘刚 ，国海证券研究所 技术路线 施工周期 （天） 供货周期 可提高烟温 （ C） 锅炉效率 省煤器烟气旁 路 40 （停机 30天） 1-2月 30 高负荷下效 率不变，低 负荷下微降 省煤器水侧旁 路 25 （停机 2-3周） 2月 10-15 降低 0.1-0.4 热水再循环 30（停机 2-3周） 8-9月 40 效率降低幅 度仅与温度 有关 分割省煤器 85（停机 65天） 3-4月 30 不影响锅炉 效率 ，但灵 活性差 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 20 ◼ 热电联产机组 因普遍存在的 “以热定电” 现象导致其在供热旺季调峰困难，其灵活性改造关键在于对机组进行 “热电解 耦” 改造，实现 满足机组供热要求的同时减少其发电出力。 ◼ 以热定电 指为保障冬季供暖刚需，对热电联产机组以热负荷决定电负荷，限制了 供暖机组的调峰幅度。 ◼ 热电解耦 本质上就是 用其他热源替代汽轮机供热 ，进而降低以热定电的发电功率，解除机组供热与发电的“耦合”，提 升其调峰幅度与灵活性。 1.3.2 热电联产机组 灵活性 改造路线 图表 26 热电联产机组以热定电下运行区间示意图 图表 27 热电联产机组配置储热后运行区间示意图 资料来源 绿色和平中国电力系统灵活性的多元提升路径研究 , 面向电源侧灵活性提升的热电解耦技术综述 _申融容等 ， 分布式能源热电联产“以热定电”的新理解 _龙惟定 ，国海证券研究所 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 21 ◼ 低压缸零出力、电极锅炉供热、热水罐储热是热电联产机组灵活性改造主要的技术路线，具有调峰能力高、经济性相对 更好的优点。 ◼ 低压缸零出力 缺点在于通过调节锅炉负荷增加调峰能力，但随着热负荷增加，机组的发电能力下降，可能带来调峰收 益损失。 ◼ 热水罐储热 灵活性改造试点项目中采用最多的技术路线，但存在储能密度低，空间占用较大的缺点。 1.3.2 热电联产机组 灵活性 改造路线 图表 28热电联产机组灵活性改造路线对比（以 350MW机组为例） 资料来源北极星电力网，国海证券研究所 1.3 煤电机组灵活性改造技术路线 改造类型 调峰技术 调峰深度 投资成本（万元） 运行成本 优 /缺点 涉及汽轮机本体技 改 ，将汽轮机内部 高温高压蒸汽的做 功份额减小，转化 为对外供暖的热能 汽轮机旁路（部分容量）供热 增加 1015额定容量调峰空间 20003000 较高 调峰幅度有一定限制，存在热经济损失，运行成本较高 低压缸零出力 增加 2030额定容量调峰空间 10002000 较低 具有较强的调峰能力 低压缸高背压循环水供热 增加 1520额定容量调峰空间 500010000 最低 改造后发电机组的顶尖峰负 荷能力下降 不涉及热电厂设备 本体改造 ，对热电 厂正常运行影响较 小 热水罐储热 增加 2030额定容量调峰空间，取决于储能容量 30006000 较低 具备双向调峰能力；经济性 好，运行成本较低 电极锅炉供热 增加 30以上额定容量调峰空间 500010000 高 需要和电厂锅炉运行协调控 制，调峰深度有限 电锅炉固体储热 可以实现 100调峰容量 1000020000 高 投资成本高，热经济性差， 运行成本高 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 22 图表 29 火电灵活性改造目标未完成核心原因是收益机制不健全 1.4 “十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升 ◼ 据国家能源局发布的 电力发展“十三五”规划 ，“十三五”期间，我国规划完成火电机组改造共计 2.2亿千瓦。 而截至 2020年底，实际完成火电机组改造合计约 8000万千瓦， 完成率仅为约三分之一 。 ◼ “十三五”火电改造目标未完成，核心原因是火电灵活性运行的收益机制不健全 ，如调峰辅助服务市场不健全，煤 电企业缺乏足够补偿激励。 资料来源国家能源局，中国电力新闻网 , 北极星电力网， “ 十三五”已过半 ,煤电灵活性改造缘何仅完成两成 ，国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 23 图表 30南方区域电源调峰补偿标准明确 提供主体 补偿阶梯 补偿标准 燃煤、生物质机组 深度调峰出力在额定容量 40-50 0.099元 /KWh 深度调峰出力在额定容量 30-40 0.792元 /KWh 深度调峰出力在额定容量 30以下 1.188元 /KWh 核电机组 深度调峰出力在额定容量 50至并网调 度协议约定的正常调节出力下限之间 0.099元 /KWh 深度调峰出力在额定容量 50以下 0.792元 /KWh 抽蓄机组 当年抽发累计利用小时数超过 2700H1 小时且抽水累计利用小时数超过1600H2小时后，超出部分抽水电量按照 0.99元 /MWh的标准补偿 独立储能电站 广东 0.792/广西 0.396/云南 0.6624/贵州 0.2376/海南 0.5952元 /KWh 1.4 “十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升 ◼ 2021年 11月，国家发改委发布 全国煤电机组改造升级实施方案 ，提出“十四五”实现煤电机组完成灵活性改造 规模 2亿千瓦，存量 煤电机组灵活性改造应改尽改。 ◼ 我们认为，我国“十四五”火电灵活性改造目标完成率有望提升 I. 辅助服务收益机制明确 2021年 12月，国家能源局 发布 电力并网运行管理规定 和 电力辅助服务管理办法 ， 明确了燃煤机组参与辅助服务市场的补偿标准。 II. 市场化电力体系建设持续推进 参考欧洲，在市场化程度较高的电力市场，煤电机组灵活性提升后，可根据电价实 时调整出力水平。 截至 2022年 6月底，我国已有江苏、山东等 14个省市开始运行电力现货市场。 资料来源国家能源局南方监管局，国家发改委，国家能源局，国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 24 目录 二、他山之石，丹麦和德国火电转型的启示 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 25 2.1 丹麦和德国是火电转型翘楚， 2021年新能源发电量占比全球领先 图表 31欧洲风电光伏发电量占比持续提升至 2019年的 17.48 图表 32 2020年欧洲风电光伏发电量占比位居全球首位 资料来源 IEA， iFind，风能专委会 CWEA，国海证券研究所 ◼ 欧洲新能源发电量占比位居全球首位。 2010-2019年，欧盟风光发电量占比由 5.13提升到 17.48，风光发电量 CAGR 914.07； 2020年，欧洲风光发电占比达 19.58，位居全球首位。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 26 图表 33 2021年丹麦、德国等欧洲国家新能源发电量占比全球领先 注部分国家使用 2020年数据 2.1 丹麦和德国是火电转型翘楚， 2021年新能源发电量占比全球领先 资料来源 EMBER，丹麦能源署，国海证券研究所 ◼ 具体到国家来看， 2021年，丹麦新能源发电量占比超过 50，位居全球首位；德国、西班牙等国位居全球第二梯 队，新能源发电量占比超过 20。对比来看，亚洲、美洲和非洲地区国家新能源发电量占比大多位于 20以下。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 27 图表 34 2020年丹麦风光装机量占比 48.83 2.1 丹麦和德国是火电转型翘楚， 2021年新能源发电量占比全球领先 图表 35 2020年丹麦风光发电量占比 60.99 图表 37 2021年德国风光发电量占比 28.85图表 36 2021年德国风光装机量占比 55.81 资料来源 Energy-Charts ， IEA，丹麦能源署， iFind，国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 28 图表 38丹麦风光发电量占比提升至 20左右时， 热电联产 机 组利用小时数开始下降 2.2 新能源渗透率超过 20时，丹麦和德国火电利用小时数均呈下降趋势 图表 39德国风光发电量占比提升至 15左右时燃煤机组利用 小时数开始下降 资料来源 Energy-Charts， eurostat，丹麦能源署，国海证券研究所 ◼ 伴随新能源发电量占比的持续提升，火电机组出力需求降低，逐渐向灵活性电源转变。当 丹麦、德国风光发电量占比 分别达到 20、 15左右时，火电机组利用小时数开始下行。 ◼ 2015-2018年丹麦风光发电量占比达到约 50，其热电联产机组利用小时数在 1900小时左右（ 2015年丹麦热电联 产机组发电量占火电比重达 82）， 2019-2021年德国风光发电量占比达到 30左右，燃煤机组利用小时数 3500 小时左右（除 2020年）。 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 29 3.5 11.8 18.2 20.1 50.9 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 0 10 20 30 40 50 60 70 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 风光发电量占比（ ） 利用小时数（ h） ◼ 通过复盘丹麦电力系统灵活性变革历程，我们发现电源侧在 2016年之 前一直都是主要的灵活性来源，而其中火电灵活性是核心。 ◼ 完善的市场化电价机制是火电灵活性改造的核心驱动力 。 2009年丹麦 引入负电价，并将电力现货市场定价频率提升至 24次 /天，收益模式转 变，火电灵活性改造需求爆发。 2.3 完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力 图表 40火电在新能源发展前期是丹麦电力系统灵 活性的主要来源之一 图表 41丹麦火电灵活性改造历程 电力市场改革 灵活性需求 CHP机组热电解耦，改造投资少 ① 发、输配、售电分开； ②大工业用户可以直接 参与电力市场； ③ 1999年 加入北欧电力 交易所 2009年起 火电灵活性 改造积极性大增 ① 2008年对新建火电机 组提出的灵活性要求； ② 电力现货市场定价频率 由 3次 /天提升至 24次 /天 ； ③ 2009年在电力现货市 场引入负电价 利用小时数明显降低， 灵活性改造成为必需 欧洲统一的日前市场投入 使用 ，灵活性来源更广泛 灵活性焦点转移到终端能源 消费部门耦合和需求侧 2018年欧洲跨境日内市场 启动 ，改善了平衡日内发 电量偏差的能力 2000-2004 2005-2009 2010-2015 2016-2020 2020年之后 灵活热电厂 联网线路的应用 预测和调度系统 部门耦合 需求侧灵活性 资料来源 丹麦能源署（ 2021）丹麦电力系统中灵活性的发展及其作用 ， 丹麦电力部门的市场化（ 1995-2020） 国际视野下的经验总结 ，丹麦能源署， IEA， eurostat，国海证券研究所 请务必阅读报告附注中的风险提示和免责声明 30 图表 44 1990-2004年丹麦小型 火电 机组装机 量 CAGR 1422 图表 43 1990-2007年丹麦以电力出口为主 ◼ 1995-2004年，丹麦风电光伏发电量占比 3-18，小型燃气机组装机量快速攀升，火电灵活性改造需求较低。 I. 1995-2005年丹麦电力过剩。 1990-2004年，受益于丹麦大力支持分布式燃气机组发展，并给予电价补贴，小型 火电机组装机量快速攀升， 1990-2004年装机量 CAGR 1422。此外，丹麦 要求小型燃气机组应发尽发 ，在保 障新能源消纳的同时，也导致该时期丹麦电力过剩。 II. 小型燃气机组在早期提供了充足的灵活性 。分散式燃气机组可以在几分钟内完成启停，灵活性调峰能力极强。 2.3.1 分散式风火打捆联合提供早期灵活性 图表 42 2000年丹麦气电发电量占火电比重约 29 资料来源 IEA，丹麦能源署，中国风能协会， 丹麦电力部门的市场化（ 1995-2020） 国际视野下的经验总结 ，国海证券研究所 2.3 完善的市场化电价体系是提升灵活性的核心驱动力